СПОСОБ НЕСТАЦИОНАРНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам увеличения добычи нефти.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Известен гидропоршневой способ разработки и эксплуатации нефтяных месторождений [1], где с целью добычи нефти применяются электроцентробежные насосы (ЭЦН) или штанговые глубинные насосы (ШГН), работающие в стационарном режиме. Основным недостатком способа является тот факт, что его применение приводит к тому, что добыча становится нерентабельной, когда в пласте остается 60-70% от первоначальных запасов нефти. Причина здесь в том, что происходит неконтролируемый рост водонасыщенности s порового пространства нефтяного пласта в процессе его эксплуатации до величины - 30-40% [2, 3], что приводит к обводненности продукции скважин до 98-100% и дальнейшему выводу их из эксплуатационного фонда.

Известны способы депрессионного воздействия на пласт при освоении нефтяных скважин [1, 4]. Они применяются при вводе скважин в эксплуатацию [1, с.147-170] и после ремонта скважинного оборудования [4, с.135]. Изменение депрессии на пласт в этих способах используется для частичного или полного восстановления первоначальных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП), в частности абсолютной проницаемости. К недостаткам способов [1, 4] относятся не только необходимость остановки технологического процесса добычи нефти на длительное время, но и то, что их применение, несмотря на эффективную очистку ПЗП и увеличение притока добываемой жидкости к скважине, не гарантирует увеличение дебита нефти.

Верхняя граница потока добываемой жидкости зависит от уже установленного насосного оборудования, рассчитанного на оптимальную величину стационарного отбора жидкости, который осуществляется ЭЦН на частотах, обычно не превышающих 60 Гц. Нижняя граница потока выбирается из условия оказания необходимой репрессии на ПЗП и коллектор сбора. Эта граница выбирается при потребляемой мощности насоса на 30-40% ниже оптимальной, но не приводящей к срыву подачи добываемой жидкости на устье скважины [6, с.14-22].

Процесс фильтрации чаще всего носит неравновесный характер [2, 3] в том диапазоне депрессий и скоростей фильтрационных потоков, который используется на практике в процессе стационарной эксплуатации конкретной скважины. Скорость фильтрационного потока в каждой данной точке коллектора сбора определяется согласно закону Дарси действующим градиентом давления. Градиент давления растет по мере приближения от периферийной зоны коллектора к скважине. Вследствие неравновесного характера фильтрации наибольшие отклонения фазовой проницаемости нефти от равновесных значений имеют место в ПЗП, где фильтрационный поток имеет наивысшую скорость. Именно в этой зоне вода занимает значительную часть наиболее крупных поровых каналов, по которым могла бы продвигаться нефть. Здесь каналы становятся как бы чрезмерно узкими для течения нефти [2].

По мере приближения к скважине снижается величина давления. В типовых условиях давление изменяется от пластового давления Р_пл до давления в забое Р_заб на 15-20 МПа. Столь существенное изменение давления приводит и к существенному изменению эффективного размера поровых каналов [7, с.51]. В ПЗП, где сила распирающего давления пластовой жидкости на стенки пор минимальна, минимальны также и размеры пор. По этой причине установившееся стационарное распределение давления в условиях неравновесной фильтрации является дополнительным фактором, отрицательно влияющим на величину дебита нефти.

Если дебит жидкости уменьшается, то уменьшается и динамический уровень Н_д, а это приводит к росту давления в забое, которое приближается к пластовому Р_пл. При этом происходит такое деформационное увеличение размеров пор коллекторной зоны пласта, что при изменении давления на 10 МПа оно приводит почти к двукратному увеличению проницаемости структуры поровых каналов [7].

Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу, одновременно являющимся базовым, является нестационарный способ периодической эксплуатации горизонтальных скважин [5]. Способ основан на периодическом отключении работы насосного оборудования. При остановке скважины происходит перемещение нефти в зоны пласта, которые были заняты водой при эксплуатации скважины, т.е. происходит уменьшение конуса обводнения [1, с.63] по высоте. В конечном итоге это приводит к «изменению содержимого поровой среды, а следовательно, к изменению фазовых проницаемостей для пластовых флюидов». Способ [5] позволяет повысить накопленную добычу нефти при одновременном снижении суммарной попутной добычи пластовой воды.

Недостатком известного способа [5] является необходимость периодического отключения и запуска глубинных насосов. Продолжительность отключения оборудования здесь составляет от двух недель до одного месяца. Поэтому осуществление этого способа на практике является весьма дорогостоящим. Другим недостатком известного способа [5] является то, что, по признанию авторов работы, эффективность способа падает с каждым следующим циклом, а после десятого цикла добыча нефти заметно снижается при любом способе добычи, как стационарном, так и нестационарном.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является создание такого способа нестационарного извлечения нефти из пласта, при котором увеличение средней нефтеотдачи пласта происходило бы в результате периодического частичного или полного восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигала бы минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, при этом осуществление способа происходило бы без остановки погружного оборудования до прекращения эксплуатации скважины, что приводило бы к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти и, соответственно, к росту нефтедобычи.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Технический результат достигается тем, что предложен способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличающийся тем, что периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры перового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, при этом периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины.

Способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличается тем, что, во-первых, периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры порового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, а во-вторых, периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины. Эти два фактора приводят к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти. Результатом является рост нефтедобычи.

Процесс восстановления равновесного режима фильтрации, наиболее интенсивный вблизи и менее интенсивный на периферии, занимает конечное время, определяющее период воздействия, в течение которого происходит насыщение высокопроницаемых пор нефтью. Капиллярное равновесие в значительном объеме коллектора сохраняется. Снижение депрессии, сопровождающееся изменением характеристик порового пространства, приводит к снижению отрицательного влияния неравновесности сразу по двум причинам - снижение скорости фильтрации и расширение пор. В результате, во всем объеме коллектора сбора в это время частично или полностью восстанавливается равновесная фазовая проницаемость нефти. Это означает, что ее величина приближается к своему равновесному, то есть предельному на момент добычи, значению. Поэтому появляется возможность выхода «защемленной» нефти в высокопроницаемые поровые каналы. В то же время при пониженной депрессии процесс фильтрации происходит относительно медленно как в периферийных областях коллектора, так и в ПЗП. Дебит добываемой жидкости невелик, поэтому такой режим не выгодно поддерживать чрезмерно долго. Последующее постепенное повышение депрессии приводит к ускорению заполнения относительно крупных пор нефтью и ускорению ее течения. Однако по мере повышения депрессии в призабойном объеме постепенно формируется неравновесность, препятствующая течению нефти. Роль этой неравновесности необходимо снизить путем нового снижения депрессии.

Таким образом, описанное выше периодическое воздействие позволяет избежать заметного роста насыщенности в большом объеме коллекторной зоны, в том числе и удаленном от скважины, и обеспечить непрерывный поток нефти в коллекторе по направлению к скважине. Рост насыщенности при этом будет ощущаться по мере обеднения пласта. Очевидно, что описанный процесс отбора продукции происходит по сложному нелинейному закону.

Замена стационарного режима эксплуатации нефтедобывающих скважин на нестационарный режим с периодическим алгоритмом изменения потока добываемой жидкости с тем же насосным оборудованием в диапазоне допустимого репрессионного воздействия на коллекторную зону сбора нефти, когда периодически создаются условия для роста абсолютной и фазовой проницаемости нефти, определяет сущность предлагаемого изобретения.

ПРИМЕР ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА

Апробация способа проводилась на двадцати действующих скважинах месторождений Западной Сибири в течение 16 месяцев. На всех скважинах достигнут положительный эффект.

В качестве примера ниже подробно излагаются результаты эксплуатации одной из скважин. Перед началом работы в нестационарном режиме скважина длительное время работала в стационарном технологическом режиме. В течение двух суток перед переводом на нестационарный режим работы скважина тестировалась в стационарном технологическом режиме. Эксплуатация скважины в выбранном нестационарном периодическом режиме осуществлялась в течение пяти месяцев и за это время усредненные по периоду воздействия гидродинамические параметры не изменялись.

Измерения гидродинамических параметров производили по отраслевым методикам. Дебит жидкости Q_ж измеряли с помощью автоматизированного группового замерного устройства АГЗУ-АМ-40 с относительной погрешностью измерения, не превышающей 4%. Обводненность добываемой жидкости η определяли лабораторным химико-аналитическим методом с использованием центрифугирования проб, взятых на устье скважины с помощью пробоотборника. Относительная погрешность измерения обводненности указанным способом не превышала 2%. Динамический уровень Н_д измеряли с помощью эхолота «СУДОС-автомат» с относительной погрешностью менее 1%. Мощность W, подводимая к ЭЦН, измеряли с относительной ошибкой, не превышающей 1%.

На фиг.1 представлены изменения параметров добычи в стационарном технологическом режиме и четырех периодов нестационарного технологического режима в зависимости от времени. По горизонтальной оси отложено время в сутках. По вертикальной оси отложены: дебит добываемой жидкости Q_ж, м³/сутки, дебит нефти Q_н, м³/сутки, и динамический уровень Н_д, м, с масштабным коэффициентом 1/10.

На фиг.2 представлена Таблица 1, в которой приведены Q_ж и Q_н для стационарного режима и усредненные по периоду значения тех же величин четырех периодов нестационарного режима эксплуатации скважины, в последних трех колонках приведены итоговые цифры, позволяющие оценить эффективность применения нестационарного способа эксплуатации скважины по сравнению со стационарным.

При тестировании скважины в течение двух суток параметры стационарного технологического режима оставались неизменными. Дебит жидкости составлял Q_ж=75 м³/сутки, а дебит нефти Q_ж=5,2 м³/сутки. Это соответствовало 93% обводненности продукции.

В нестационарном периодическом режиме электрическая мощность, подводимая к ЭЦН, изменялась от 64 до 31 кВт и обратно до 64 кВт. При периодическом изменении режима работы насоса дебит добываемой жидкости Q_ж также изменялся периодически в диапазоне от 80 до 30 м³/сутки. Эти изменения дебита и соответствующие изменения динамического уровня определяли характер физических процессов, протекающих в коллекторе сбора и ПЗП. Значение динамического уровня Н_д=1300 м в стационарном режиме добычи отличается от периодически достигаемого значения Н_д=650 м в нестационарном режиме, соответствующая мощность насоса W=31 кВт. Различие динамических уровней соответствует изменению давления вблизи ПЗП на 6,5 МПа. Периодические изменения давления на эту величину являлись причиной деформационных изменений размеров поровых каналов и роста проницаемости.

В нестационарном режиме дебит нефти периодически достигал своих амплитудных значений ˜40 м³/сутки, при этом обводненность добываемой продукции периодически снижалась до 30%. Поэтому среднее за период значение дебита добываемой нефти составляло 16 м³/сутки, что в 3,1 раза больше средней добычи нефти в стационарном режиме, это видно из Табл. 1, представленной на Фиг.2. Как видно из примера осуществления способа, усредненные по периоду значения Q_ж и Q_н от периода к периоду отличаются слабо.

За пятимесячный период эксплуатации скважины в нестационарном режиме прирост добычи нефти составил 210%. Это дало 1450 тонн дополнительно добытой нефти.

Дополнительным положительным результатом осуществления данного способа являлось то, что увеличение нефтедобычи сопровождалось снижением на 20% среднего дебита жидкости Q_ж, как видно из Табл.1 на фиг.2. Тем самым осуществление данного способа приводило к снижению затрат в расчете на тонну добываемой нефти.

Таким образом, предложен такой способ нестационарного извлечения нефти, при котором увеличение средней нефтеотдачи пласта происходит в результате периодического частичного или полного восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, причем способ осуществляют без остановки погружного оборудования до прекращения эксплуатации скважины. Применение указанного способа при эксплуатации скважин приводит к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти и, соответственно, к росту нефтедобычи. Следовательно, достигнут желаемый технический результат.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам увеличения добычи нефти. Способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличается от известных тем, что, во-первых, периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры порового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, а, во-вторых, периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины. Эти два фактора приводят к росту средней за время добыта фазовой проницаемости нефти. Результатом является рост нефтедобычи. Добыча нефти по указанному способу проводилась на двадцати действующих скважинах месторождений Западной Сибири в течение 16 месяцев. На всех скважинах достигнут положительный эффект. А это означает, что предлагаемый способ может быть применим на любых скважинах, в том числе старых и заводненных

Источники информации

1. Разработка нефтяных месторождений. Том 2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. Под ред. Хисамутдинова Н.И. и Ибрагимова Г.З - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 206 с.

2. Бареннблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М., Недра, 1984, 211 с.

3. Ентов В.М. Теория фильтрации. //Соросовский образовательный журнал, 1998, №2, с.121-128.

4. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. - Стрежевой: ООО «Печатник», 2002. - 279 с.

5. Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, с.58-61.

6. Максимов В.П., Семченко П.Г., Ханжин В.Т. Регулируемое управление приводом установок погружных электронасосов. //Обзорная информация. Серия «Машины и нефтяное оборудование». - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 59 с.

7. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. - М.: Недра, 1995. - 222 с.

8. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля и разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебн. для вузов. - М.: Недра, 1991. - 223 с.

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способу увеличения нефтеотдачи пласта. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта. По способу периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%. Обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи. 2 ил.

Способ нестационарного извлечения нефти из пласта с созданием депрессии на пласт скважинным погружным оборудованием, отличающийся тем, что периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования, режим работы которого выбирают в интервале от максимального дебита, определяемого потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц, и до минимального его значения, определяемого снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины, при этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%, обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи.